ANALIZA MOśLIWOŚCI REKUPERACJI CIEPŁA Z UKŁADU SEPARACJI CO2

(1)

RUTMech, t. XXXII, z. 87 (1/15), styczeń-marzec 2015, s. 63-70

Marcin PANOWSKI¹ Robert ZARZYCKI²

ANALIZA MOśLIWOŚCI REKUPERACJI CIEPŁA Z UKŁADU SEPARACJI CO

₂

NA POTRZEBY

BLOKU ENERGETYCZNEGO

Konieczność ograniczania emisji CO2 do atmosfery stanowi istotny problem, przed jakim stoi energetyka zawodowa. Koszt energetyczny separacji, niezaleŜnie od za- stosowanej technologii, jest duŜy i przekłada się na znaczący spadek sprawności procesu wytwarzania energii elektrycznej. W pracy przedstawiono rezultaty obli- czeń optymalizacyjnych dla bloku nadkrytycznego o mocy 900 MWe zintegrowanego z układem VPSA (Vacuum Pressure Swing Adsorption) adsorpcyjnej separacji dwutlenku węgla i układem przygotowania wyseparowanego gazu do transportu. Celem zrealizowanych obliczeń była analiza moŜliwości odzysku ciepła z procesu wielostopniowego spręŜania CO₂ z chłodzeniem międzystopniowym. Odzy- skane ciepło było rekuperowane w układzie regeneracji bloku energetycznego.

W pracy przeanalizowano róŜne miejsca integracji układu chłodzenia z obiegiem cieplnym bloku. RozwaŜono róŜne strumienie rekuperowanego ciepła oraz temperatury czynnika. Uzyskane rezultaty wskazują, Ŝe poprzez odpowiedni dobór pa- rametrów termodynamicznych czynnika wnoszącego ciepło oraz miejsc jego rekuperacji moŜna zwiększyć całkowitą sprawność energetyczną bloku o ok. 2%

(punkty procentowe) w stosunku do wariantu bez odzysku ciepła.

Słowa kluczowe: dwutlenek węgla, modelowanie obiegów cieplnych, CCS, opty- malizacja

1. Wstęp

Jednym z głównych problemów, z jakimi musi się zmierzyć przemysł energetyczny, jest ograniczenie emisji dwutlenku węgla do atmosfery. Odnosi się to przede wszystkim do duŜej, zawodowej energetyki, poniewaŜ w tym sektorze ilość CO2 generowanego podczas spalania paliw jest ogromna, a w konsekwen- cji koszty energetyczne związane z ograniczeniem emisji CO2 są takŜe bardzo duŜe. Minimalizacja tych kosztów nabiera szczególnego znaczenia, jeŜeli anali- zuje się całościowo proces sekwestracji, który nie dotyczy jedynie problemu

1 Autor do korespondencji/corresponding author: Marcin Panowski, Politechnika Częstochowska, ul. Dąbrowskiego 73, 42-201 Częstochowa, Polska, tel.: (34) 3250988, e-mail: mpanowski @is.pcz.czest.pl

2 Robert Zarzycki, Politechnika Częstochowska, e-mail: zarzycki@is.pcz.czest.pl

(2)

wyseparowania dwutlenku węgla ze spalin, ale takŜe odpowiedniego jego przygotowania (poprzez spręŜenie) do transportu i późniejszego składowania. Po- niewaŜ zarówno technologie separacji, jak i spręŜania gazów są powszechnie znane, główny nacisk kładzie się obecnie na problem minimalizacji kosztów energetycznych CCS-u, tak aby w jak najmniejszym stopniu obniŜyć sprawność wytwarzania energii elektrycznej. Obecnie poszukuje się rozwiązań technolo- gicznych w dziedzinie procesów spalania [1, 2, 3], separacji [5, 6] oraz spręŜania CO2 [4], pozwalających na minimalizację energochłonności całego procesu.

W niniejszej pracy przedstawiono proces spręŜania wyseparowanego ze spalin CO2 i wykorzystania ciepła odpadowego z tego procesu na potrzeby bloku nadkrytycznego o mocy 900 MWe.

2. Proces spręŜania dwutlenku węgla

Na potrzeby realizacji procesu separacji dwutlenku węgla ze spalin dla bloku 900 MWe zaproponowano technologię adsorpcyjną VPSA. Siłą napędową separacji realizowanej tą technologią jest róŜnica ciśnień, przy czym po stronie spalin wymaga się podwyŜszonego ciśnienia, natomiast po stronie produktu – ciśnienia znacznie niŜszego. Poziom ciśnień jest uzaleŜniony od stosowanego sorbentu. W pracy rozwaŜono separację z wykorzystaniem sorbentu, dla którego optymalny poziom ciśnienia absolutnego spalin wynosi ok. 0,2 MPa, natomiast ciśnienie produktu po stronie desorpcyjnej kształtuje się na poziomie 0,005 MPa. Uzyskany w tym procesie produkt w postaci CO2 o bardzo niskim ciśnie- niu naleŜy na potrzeby transportu i składowania spręŜyć do ciśnienia pozwalają- cego na jego bezpieczny transport w fazie nadkrytycznej. W zaleŜności od struk- tury układu transportu dwutlenku węgla jest wymagane spręŜenie CO2 do po- ziomu od 9 do 15 MPa. W niniejszej pracy załoŜono, Ŝe wyseparowany CO2 bę- dzie spręŜany na potrzeby transportu do ciśnienia 12 MPa. Strumień wyseparowanego dwutlenku węgla dla bloku 900 MWe wynosi ok. 200 kg/s.

W celu realizacji procesu spręŜania strumienia CO2 od ciśnienia 0.005 do 12 MPa rozwaŜono wiele struktur procesu spręŜania z zastosowaniem chłodze- nia międzystopniowego, zmierzającego do ograniczenia energochłonności tego procesu. Mając na uwadze dostępność czynnika na potrzeby procesu chłodzenia międzystopniowego CO2, zdecydowano się, Ŝe będzie to kondensat opuszczają- cy skraplacz bloku o temperaturze ok. 33°C, który pozwoli na ochłodzenie sprę- Ŝanego CO2 w chłodnicach międzystopniowych do ok. 60°C. Dla tych załoŜeń przeprowadzono obliczenia optymalizacyjne, mające na celu określenie wartości optymalnych ciśnień za poszczególnymi spręŜarkami. Kryterium optymalizacji stanowiła całkowita moc niezbędna do realizacji procesu spręŜania strumienia CO2. W wyniku minimalizacji przyjętego kryterium ustalono wartości ciśnień oraz temperatur CO2 za poszczególnymi grupami stopni spręŜania (rys. 1a), a takŜe zapotrzebowanie na moc całkowitą do spręŜania oraz strumień ciepła odbierany w chłodnicach międzystopniowych (rys. 1b).

(3)

0 1 2 3 4 5 6 7 0

50 100 150 200 250 300 350 400 450 1050 1100

temperatura za stopniem [o C]

numer stopnia

Liczba stopni spręŜania 7

6 5 4 3 2 1

1 2 3 4 5 6 7

0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 200 220 240 260 280 300

MOC [MW]

Liczba stopni spręŜania

moc całkowita układu spręŜania całkowity strumień ciepła chłodzenia

Rys. 1. Temperatury CO2 za kolejnymi grupami stopni spręŜania (a), zapotrzebowanie na moc do spręŜania i strumień ciepła odbieranego w chłodnicach (b) Fig. 1. CO₂ temperatures after following groups of compression stages (a), energy demand for compression and heat flux recovered from intercooler (b)

Rozkłady temperatury spręŜanego CO2 za poszczególnymi grupami stopni (a przed chłodnicami międzystopniowymi) przedstawiono na rys. 1a. W przypadku układu składającego się z jednego lub dwóch grup stopni obserwuje się bardzo wysokie temperatury gazu po procesie spręŜania. Z kolei zastosowanie trzech oraz większej liczby grup stopni pozwala na uzyskanie wartości temperatury spręŜanego CO2 poniŜej 300°C. W przypadku siedmiostopniowego procesu

b)

liczba stopni spręŜania b)

a)

(4)

spręŜania z chłodzeniem międzystopniowym średnia temperatura za grupami stopni wynosi ok. 150°C. Ze względu na potencjalną moŜliwość odzysku ciepła z chłodnic międzystopniowych i wykorzystania tego ciepła, np. w układzie pod- grzewaczy regeneracyjnych bloku parowego, poziom temperatury spręŜanego CO2 będzie miał istotny wpływ na moŜliwości realizacji tego procesu. NiŜsze temperatury spręŜanego CO2 ograniczają potencjał wykorzystania tego ciepła w układzie bloku parowego. Zapotrzebowanie na moc do napędu poszczegól- nych układów składających się z róŜnej liczby grup stopni spręŜania oraz stru- mień ciepła, jaki naleŜy odebrać w procesie chłodzenia międzystopniowego zi- lustrowano na rys. 1b. Analizując przedstawione dane, moŜna stwierdzić, Ŝe zastosowanie czterech lub większej liczby grup stopni spręŜających nie wpływa juŜ istotnie zarówno na obniŜenie temperatury spręŜanego CO2 ani na zapotrzebowanie na moc do napędu spręŜarek. Z tego powodu w pracy poddano analizie jedynie układ 4-stopniowy. MoŜna stwierdzić, Ŝe maksymalna temperatura wody z układu chłodzenia międzystopniowego moŜe wynosić 225°C przy strumie- niu ciepła 196 MWt. Na podstawie przyjętych danych określono zakresy zmien- ności tych parametrów. ZałoŜono, Ŝe pomimo nieznacznych róŜnic w temperaturze CO2 wchodzącego do chłodnic międzystopniowych, wychodzący strumień wody będzie mieszany i transportowany do układu regeneracji juŜ jako jeden strumień o średniej temperaturze. W obliczeniach rozwaŜano temperatury czynnika opuszczającego wymienniki międzystopniowe w zakresie od 195 do 225°C oraz odpowiadające im strumienie ciepła moŜliwe do wykorzystania w układzie bloku parowego w zakresie od 140 do 196 MWt.

Na rysunku 2. przedstawiono schemat obiegu parowego nadkrytycznego bloku 900 MW wraz z układem regeneracji wody. Mając na uwadze chęć wykorzystania strumienia ciepła uzyskiwanego z układu międzystopniowego chło- dzenia CO2, wytypowano na podstawie parametrów termodynamicznych pięć potencjalnych miejsc, w które moŜna wprowadzić strumień rekuperowanego ciepła (rys. 2.). Dla wytypowanych miejsc wprowadzania ciepła przeprowadzono wieloparametryczne obliczenia optymalizacyjne, których celem było określe- nie udziałów poszczególnych strumieni wprowadzanego ciepła (w wytypowane miejsca wprowadzania od HS1 do HS5), maksymalizujących całkowitą spraw- ność energetyczną bloku. NaleŜy zaznaczyć, Ŝe wprowadzanie strumieni ciepła do układu regeneracji bloku było uwarunkowane zachowaniem nominalnych parametrów termodynamicznych czynnika obiegowego w charakterystycznych punktach układu regeneracji. Przekładało się to na zachowanie temperatur i ci- śnienia czynnika roboczego przed wlotem do kolejnych wymienników regeneracyjnych. Zmianie ulegały strumienie masy wody i ciepła w układzie regeneracji.

(5)

Rys. 2. Schemat bloku energetycznego wraz z wytypowanymi miejscami wprowadzania rekuperowanego ciepła

Fig. 2. The diagram of power unit with typical heat recuperated inlet places

3. Wyniki obliczeń optymalizacyjnych

Na rysunku 3. przedstawiono wartości strumieni ciepła wprowadzane w po- szczególne miejsca układu regeneracji od HS1 do HS5. Wartości te zestawiono dla zmiennych wartości temperatury wprowadzanego strumienia ciepła oraz dla róŜnych wartości całkowitego strumienia rekuperowanego ciepła. Widoczne jest,

Rys. 3. Rozdział strumienia rekuperowanego ciepła Fig. 3. Distribution of recuperated heat flux

HS1 HS2 HS3 HS4

(6)

Ŝe wytypowane miejsca wprowadzania strumieni ciepła nie są równomiernie obciąŜone. Dla niŜszych temperatur rekuperowanego czynnika dominujący jest strumień HS2 oraz w niewielkim udziale strumień HS4. Wraz ze wzrostem temperatury obserwuje się spadek strumienia ciepła kierowanego w miejscach HS2 i HS4, na rzecz znaczącego wzrostu strumienia HS3. Tendencja ta jest takŜe za- chowana w przypadku wzrostu sumarycznego strumienia rekuperowanego cie- pła. W odniesieniu do wszystkich analizowanych przypadków optymalizacyjnych moŜna stwierdzić, Ŝe właściwie nieistotne są strumienie HS1 i HS5.

4. Optymalna struktura układu rekuperacji ciepła z procesu chłodzenia międzystopniowego CO

2

Na podstawie przedstawionych w rozdz. 3. wyników obliczeń (rys. 3.) moŜna stwierdzić, Ŝe z punktu widzenia maksymalnej sprawności bloku parowego zintegrowanego z rekuperacją ciepła z układu chłodzenia międzystopnio- wego istotne są dwa następujące parametry: maksymalny dostępny strumień rekuperowanego ciepła przy jednocześnie moŜliwie najwyŜszej temperaturze czynnika. W tabeli 1. zestawiono wyniki obliczeń optymalizacyjnych dla naj- wyŜszej sprawności bloku.

Tabela 1. Zestawienie optymalnych parametrów Table 1. A set of optimal parameters

Tempe-

ratura HS1 HS2 HS3 HS4 HS5 ΣΣΣΣ HS Moc spręŜania

Sprawność bloku brutto

°°°°C MW %

225 6,55 15,56 163,07 9,98 0,84 196,0 139,0 44,41

Sprawność nominalna analizowanego bloku nadkrytycznego, bez układu separacji i transportu CO2 oraz rekuperacji ciepła wynosi 49,04% (brutto). Na skutek integracji z blokiem układu separacji CO2 oraz układu spręŜania (bez rekuperacji ciepła) sprawność bloku spada o ok. 6,49 punktu procentowego, natomiast w przypadku zastosowania rekuperacji ciepła z układu separacji i transportu CO2 do układu regeneracji bloku parowego obserwowany spadek sprawności jest wyraźnie niŜszy i kształtuje się na poziomie ok. 4,62 punktu procentowego.

5. Podsumowanie

W wyniku obliczeń optymalizacyjnych rekuperacji ciepła z układu chło- dzenia międzystopniowego spręŜania CO2 na potrzeby bloku ustalono, Ŝe naj- wyŜsze wartości sprawności bloku są osiągane dla najwyŜszej temperatury oraz maksymalnego strumienia rekuperowanego ciepła. Stwierdzono, Ŝe główny strumień ciepła do układu regeneracji powinien być wprowadzany w punkcie

(7)

HS3. Pozwala to na obniŜenie energochłonności procesu separacji dwutlenku węgla zintegrowanego z układem przygotowania CO2 do transportu, co skutkuje zmniejszeniem spadku sprawności bloku o ok. 2 punkty procentowe w stosunku do układu bez rekuperacji ciepła.

Podziękowania

Przedstawione w artykule wyniki zostały uzyskane w badaniach współfinansowa- nych przez Narodowe Centrum Badań i Rozwoju w ramach umowy SP/E/1/67484/10:

Strategiczny Program Badawczy – Zaawansowane technologie pozyskiwania energii.

Opracowanie technologii dla wysokosprawnych „zero-emisyjnych” bloków węglowych zintegrowanych z wychwytem CO2 ze spalin.

Literatura

[1] Czakiert T.: Spalanie tlenowe w kotłach energetycznych, [w:] Spalanie tlenowe dla kotłów pyłowych i fluidalnych zintegrowanych z wychwytem CO₂, pod red. W. No- waka i T. Czakierta, Wydawn. Politechniki Częstochowskiej, Częstochowa 2012, s. 102-118.

[2] Czakiert T., Nowak W.: Spalanie tlenowe dla kotłów pyłowych i fluidalnych zintegrowanych z wychwytem CO₂, Projekt Strategiczny NCBR, Nowa Energia, 37 (2014), 102-104.

[3] Czakiert T., Nowak W.: Spalanie tlenowe w układach z kotłami PC, CFB i PCFB, Energetyka, 11 (2013), 787-790.

[4] Panowski M., Zarzycki R.: Analiza procesowa przygotowania wyseparowanego ze spalin dwutlenku węgla do transportu i składowania, Polityka Energetyczna, 16 (2013), 243-256.

[5] Wawrzyńczak D., Majchrzak-Kucęba I., Nowak W.: Badania separacji CO₂ na wy- branych sorbentach metodą adsorpcji zmiennociśnieniowej PSA, Budownictwo i InŜynieria Środowiska, Wydawn. Politechniki Białostockiej, 1 (2010), 85-89.

[6] Więcław-Solny L., Tatarczuk A., Krótki A., Stec M.: Postęp prac w badaniach tech- nologicznych aminowego usuwania CO₂ ze spalin, Polityka Energetyczna, 16 (2013), 229-241.

ANALISYS OF POSSIBILITY OF HEAT RECUPERATION FROM CO2

SEPARATION SYSTEM FOR POWER STATION LOAD

S u m m a r y

The necessity of reduction of CO₂ emission to atmosphere remains the important problem that energy sector stands against. The energetic cost of separation, regardless of technology ap- plied, is significant and makes electricity generation efficiency also to decrease significantly. The paper presents results of optimisation calculations of supercritical 900 MWe power plant integrated with VPSA (Vacuum Pressure Swing Adsorption) CO₂ separation adsorption unit as well as the system of separated carbon dioxide compression for transportation. The application of VPSA technology determines the necessity of flue gas compression before adsorption, and from the other hand generation of a low pressure on desorption – product side. That means, the compression sys-

(8)

tem must be used, and the large amount of energy is needed for its exploitation. The main aim of performed calculations was the assessment of possibilities of heat recuperation from intercooled multistage compression system. The analysis concerned recuperation of heat into the hot water regeneration system of the power plant. Different places of integration of intercooling system were analysed. Moreover, different heat amount as well as temperatures of heat carriers were consid- ered. The results obtained show that by appropriate selection of thermodynamic parameters of heat carriers as well as heat distribution it is possible to increase the total energy efficiency of a power plant of about 2 percentage points relative to the case without heat recuperation.

Keywords: carbon dioxide, thermal cycle modelling, CCS, optimisation

DOI: 10.7862/rm.2015.7

Otrzymano/received: 15.09.2014 r.

Zaakceptowano/accepted:15.11.2014 r.